一起控制系统故障造成跳闸事故的分析

2012-03-29孙秋生

电力安全技术 2012年11期

孙秋生

（阳城国际发电有限责任公司，山西晋城 048102）

某厂6×350 MW机组采取单元制配置，锅炉采用美国福斯特·惠勒公司提供的亚临界自燃循环汽包炉，汽轮机采用德国西门子公司制造的KN型亚临界一次中间再热、单轴、双缸、双排汽纯凝汽式、喷嘴调节、反动式汽轮机。DCS采用西门子的T-XP自动控制系统，冗余配置，主柜运行，从柜备用，相互之间可以实现无扰切换。

1 事故经过

某日5:00，3号机组负荷290 MW，主汽压力14.56 MPa，协调方式下运行正常。

05:10，OM画面发出AP103故障，单元主控和电气画面参数全部黄闪，同时高、低压旁路全开，机组负荷、主汽压力开始下滑，高调门由34 %逐渐全开，过负荷阀全开。

05:11，手动全关高旁，低旁全开无法关闭，通知仪控人员。

05:15，投入油枪稳燃。

05:21，燃料主控退出自动，手动增加锅炉出力，此时机组负荷下滑至164 MW，主汽压力降至9.3 MPa。

05:21，仪控人员检查时发现AP103主、从柜均停运。重启AP103主柜成功，重启从柜启动失败，OM画面恢复正常，运行人员手动全关低旁。机组负荷回升至190 MW，此时主汽压力9.37 MPa，主汽压力设定值显示恢复，其值为10.45 MPa，单元主控画面上机组运行方式显示为“机跟随”。

05:24，机组负荷200 MW，主汽压力8.9 MPa，主汽压力设定值为10.57 MPa，实际主汽压力低于设定值，虽为“机跟随”方式，但机组负荷并未下降。此时，汽机高、中压调门呈全开状态。

05:25，机组负荷从195 MW快速下滑，运行人员立即在控制器画面上将负荷手动设定为200 MW，但负荷仍下降，快速关小高调门，主汽压力上涨。

05:26，锅炉负荷下滑至40 MW，高旁自动开启，发电机零功率保护动作，机组解列，汽机跳闸，锅炉灭火。

06:55，重新点火。

09:09，机组并网。

2 原因分析

(1) AP103负责电气开关和协调部分。AP103停运后，协调中的负荷指令降至零，但变化速率为10 MW/min，故锅炉指令自动降低，燃料量下降。汽机电调中的负荷指令来自“协调负荷指令+主汽压力偏差指令”，故障后主汽压力设定值下降速率为2.5 MPa/min，高于实际主汽压力变化速率，即故障后实际主汽压力始终高于压力设定值。因此，当执行“协调负荷指令+主汽压力偏差指令”后，汽机电调中的负荷指令基本未变(发生故障)，此时旁路开启，汽机进汽减少，汽机实际负荷下降，汽机各调门便持续开大。

(2) AP103停运后，主开关合闸信号，锅炉负荷反馈指令＞40 %均丢失(锅炉负荷反馈指令＞40 %为下降延时3 s，故3 s后便无高旁快开指令，只能手动关高旁)，满足高旁快开的条件，导致高旁全开。低旁快开的条件是发电机负荷＞20 %，故低旁快开指令一直存在，不允许手动关闭；当AP103主柜重启成功后，“主开关合闸信号”返回，低旁才可以手动关闭。

(3) AP103主柜重启成功后，OM画面参数显示恢复正常，可以看出：压力设定值为机组实际负荷对应的压力值，高低旁全关，锅炉燃料手动。正常情况下应是“机跟随”的方式，但AP103重启后，汽机控制器内部参数恢复正常需要一段时间，压力设定值以2.5 MPa/min的速率升高。AP103恢复正常后，初始压力设定值远低于实际主汽压力，压力控制器和负荷控制器的输出均为最大值，调门全开。当压力设定值超过实际主汽压力后，压力控制器起作用，使汽机调门关小；压力设定值持续升高，导致汽机调门持续关小，最终造成汽机负荷快速下滑，在1 min内从190 MW骤降至40 MW。

(4) 由于满足实际负荷<25 %，机组进入启动状态，高旁控制主汽压力值由正常运行中的“跟踪模式”切换为7.5 MPa，高旁快速全开，低旁自动全开，从而引起发电机零功率保护动作。

从上述分析可以看出，造成机组跳闸的直接原因是AP103主、从柜同时停运，导致CPU送至机组DEH系统的负荷指令、主汽压力设定值指令变为零，送至锅炉主控的燃料指令也变为零；同时，汽机主汽门全开，锅炉主汽压力快速降低，致使机组负荷骤降至85 MW以下。此外，机组控制方式自动切换至启动方式，致使设定压力低于机组实际压力，引发旁路系统自动开启，机组电负荷骤降至50 MW以下，最终引起发电机零功率保护动作。

造成机组跳闸的主要原因是AP103主、从柜间的通信电缆故障，即冗余CPU之间的通讯电缆故障。西门子冗余CPU之间的主、从切换设计是依靠通讯电缆同步完成的，当电缆故障导致主、从CPU无法同步时，西门子控制系统为保证机组安全，系统逻辑会自动输出零并停运双侧CPU，最终导致机组跳闸。